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传统的电网调频往往通过火电机组或水电机组来实现,风电和光伏发电机组不仅本身不具备调节能力,其出力的间歇性还增加了电网的调频负担。随着光伏风电发电比例不断增大,电网的调频需求越来越大。为了缓解调频压力,国内包括山西在内已经有多个省份出台政策,要求新能源(风电场、光伏发电站)通过保留有功备用或者配置储能,同时通过快速响应改造实现一次调频功能,只有具备一次调频功能的场站才可并网运行。
2019年6月28日,新疆发改委和新疆能监办正式联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》,要求试点范围内3GW光伏电站原则上按照不低于光伏电站装机容量15%,且额定功率下的储能时长不低于2小时配置,据此推算储能总装机不低于350MW/700MWh。首批试点共36家,后由于投资方对项目经济性疑虑较大,最终改为5家,至2020年1月已投运3家,均采用磷酸铁锂电池。2020年4月湖南省电力公司发布《关于做好储能项目站址初选工作的通知》,湖南省境内28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设备。
○ 储能是帮助新能源实现一次调频的最优选择
调频功能要求发电机组具备发电出力的双向调节能力,也就是具备能量备用功能,如采用预留发电容量方式,对新能源机组则意味着永久性不能满发。这对于新能源机组来说无疑会造成大量的发电量浪费,导致经济性下降。
采用配置储能方案,系统响应速度更快。在接收到调频指令后,储能装置快速响应,达到稳定的技术指标;等风电光伏出力逐步跟上后,逐渐减少储能出力。通过灵活的充放电方案,无需限制发电。即使在发电峰值,也具备提升出力的能力。
为保证储能的高效利用,优化储能配置,可以将储能设备按容量分为大容量储能和小容量储能两部分。在电网频率频繁波动的区域,频繁动作小容量储能装置;在小储能不能满足要求时,再用大容量储能补充。这样可以最大程度减少全部储能装置的动作次数,实现储能装置的经济利用。
2.2 通过减少弃电率,提供辅助服务获取经济收益
伴随着风光电高比例接入,消纳不畅导致的弃风、弃光问题愈发突出。虽然近年来全国整体弃风、弃光现象得到改善,但局部地区仍弃电严重,如新疆、甘肃、内蒙等地,仍存在弃电超过5%的情况。随着新能源渗透率继续提升,弃电风险将持续存在。
配置储能系统以后,通过制定合理的充放电策略可以有效避免弃电。以风电为例,在凌晨期间,风电出力往往会超过负荷,此时电网会发出限电指令,无储能时只能弃电,配置储能以后则可以在这期间给储能系统充电,在白天非限电期间储能放电,避免了弃电损失。同时储能还可以提供调峰、调频等辅助服务获取收益,目前新疆等地区已经出台了新能源储能参与调峰政策,度电收益达0.55元/kWh。
辅助服务的本质是通过调节电网中电力的供需关系维持系统的平衡,具体为维护电力系统安全稳定运行所需的服务,广义概念包括基本服务和有偿服务,一般均指有偿服务,具体包括:调峰、AGC调频、无功调节、自动电压控制、旋转备用、黑启动等。目前调频、调峰辅助服务已经建立较为完善的市场机制。
2.3 新能源配置储能的经济性分析
2.3.1 储能度电收益应根据不同场景分别分析
储能系统本身不生产电力,只能通过“电力时移”创造价值,其度电收益完全取决于所在的应用场景,因此我们有必要根据其不同的应用场景分别测算度电收益。
○储能减少弃电的度电收益可认为等于新能源上网电价。
○储能提供调峰辅助服务收益为调峰辅助服务度电单价,一般也以“元/kWh”计算,如新疆公布储能调峰度电收益为0.55元/kWh。
○储能提供调频辅助服务的度电收益较为复杂,因为调频辅助服务一般以调节里程作为计量单位且计算方式较为复杂,因此我们有必要进行折算。
调频服务度电收益的详细测算,目前大多数地区采用如下计算方法:
调频收益 = 调节里程(MW)×性能指标Kp×里程单价(元)
性能指标Kp = 响应时间指标K1+响应精度指标K2+调节速率指标K3
广东及福建地区还引入了容量补偿,容量补偿主要是指根据机组调节能力确定的固定收益。
我们对上述补偿标准进行归一化处理,建立服务全过程模型:假设某100MW机组配置15MW/30MWh储能,某时刻下达调频指令“+9MW”,假设储能系统基本实时响应,新能源机组有一定滞后,整个调频过程持续2分钟,此过程中储能系统逐步减少放电功率,机组逐步增加功率。
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